GonzalezFrank-2020-EstudioConexionSolar

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ESTUDIO DE CONEXIÓN PARA PROYECTOS DE 
GENERACIÓN SOLAR EN COLOMBIA 
Autor 
Frank Sebastian Gonzalez Alvarez 
 
 
Universidad de Antioquia 
Faculta de Ingeniería 
Departamento de Ingeniería Eléctrica 
Medellin, Colombia 
2020 
 
Estudio de conexión para proyectos de generación solar en Colombia 
 
 
 
Frank Sebastian Gonzalez Alvarez 
 
 
 
 
Tesis o trabajo de investigación presentado como requisito parcial para optar al 
título de: 
Ingeniero Electricista 
 
 
 
 
Asesor: 
Diego Adolfo Mejía Giraldo, Doctor en Ingeniería Eléctrica 
 
 
 
Línea de Investigación: 
Sistemas de Potencia 
 
 
 
 
 
 
Universidad de Antioquia 
Facultad de Ingeniería 
Departamento de Ingeniería Eléctrica 
Medellin, Colombia 
2020 
 
Contenido 
1 INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 4 
2 OBJETIVOS ............................................................................................................... 5 
2.1 Objetivos específicos ........................................................................................ 5 
3 MARCO TEÓRICO ..................................................................................................... 6 
4 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES .......................................................................... 8 
5 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO .............................................................................. 9 
5.1 Horizonte de análisis ......................................................................................... 9 
6 ANÁLISIS TÉCNICO .................................................................................................. 9 
6.1 Consideraciones ................................................................................................ 9 
6.1.1 Consideraciones de operación .................................................................. 9 
6.2 Alternativas analizadas ................................................................................... 10 
6.3 Contingencias analizadas ............................................................................... 10 
6.4 Resultados de flujo de carga .......................................................................... 10 
6.4.1 Caso sin proyecto..................................................................................... 10 
6.4.2 Alternativa 1 .............................................................................................. 17 
6.4.3 Alternativa 2 .............................................................................................. 20 
6.4.4 Comparación entre alternativas .............................................................. 23 
6.5 Análisis pérdidas ............................................................................................. 24 
6.5.1 Pérdidas en el STN ................................................................................... 24 
6.5.2 Pérdidas en el STR ................................................................................... 25 
6.5.3 Pérdidas en el SDL ................................................................................... 25 
6.5.4 Pérdidas de Conexión .............................................................................. 26 
6.6 Análisis de Cortocircuito ................................................................................ 27 
6.7 Análisis de estabilidad .................................................................................... 30 
6.7.1 Estabilidad dinámica ................................................................................ 30 
6.7.2 Estabilidad transitoria .............................................................................. 32 
7 ANÁLISIS ECONÓMICO .......................................................................................... 33 
7.1 Costos de inversión ........................................................................................ 33 
7.2 Valoración económica de las pérdidas .......................................................... 34 
7.3 Análisis energético, reducción de costos por operación ............................. 35 
7.4 Flujo de caja e indicadores económicos........................................................ 36 
7.4.1 Flujo de caja y relación B/C país ............................................................. 36 
7.4.2 Flujo de caja para el inversionista ........................................................... 36 
8 CONCLUSIONES ..................................................................................................... 38 
9 REFERENCIAS ........................................................................................................ 40 
 
Figuras 
Figura 1. Metodología para el desarrollo de estudios de conexión ..................................... 7 
Figura 2. Estabilidad dinámica del sistema con la planta solar en operación. .................. 31 
Figura 3. Estabilidad transitoria del proyecto solar ........................................................... 33 
Figura 4. Formación del precio en la bolsa (Fuente: XM) ................................................. 35 
 
 
1 INTRODUCCIÓN 
 
El interés en desarrollar los proyectos de generación Fotovoltaico ha ido creciendo 
exponencialmente debido a la resolución 030 del 2018 emitida por la CREG y la Ley 1715, la cual 
otorga incentivos arancelarios, reducción de IVA, entre otros beneficios. Esto motivó a las empresas 
a contratar los servicios de la firma consultora Ingeniería Especializada S.A., IEB S.A., para la 
realización de estudios de prefactibilidad mediante la ejecución de los estudios técnicos preliminares, 
de acuerdo con las condiciones y requerimientos establecidos por el Operador de Red (OR) o 
Transmisor y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME). Todo esto con el fin de encontrar 
nuevos proyectos de inversión. Para realizar la ejecución de estos estudios, se tiene en cuenta los 
resultados eléctricos que dirán cuál sistema soporta el proyecto y cuál lo hace mejor, de manera tal 
que no implique obras adicionales que eleven el costo del proyecto. Esta metodología de evaluación 
de nuevas alternativas permite que las empresas tengan un criterio de decisión para realizar sus 
nuevas inversiones, tal que se pueda tomar la mejor decisión de inversión. Por otro lado, estos 
estudios permiten identificar rápidamente las zonas con mayor potencial y las subestaciones de 
conexión disponible, y se pueda realizar la solicitud de conexión antes que los demás promotores. 
 
 
 
2 OBJETIVOS 
 
- Verificar técnica y económicamente el impacto de la conexión de proyecto de generación 
fotovoltaica con una capacidad total de 9,9 MW, ubicado en el departamento de Córdoba. 
 
2.1 Objetivos específicos 
 
- Recopilar y revisar la información. 
- Ajustar el modelo del sistema eléctrico Colombiano en la base de datos del software 
DigSilent Power Factory. 
- Definir las alternativas de conexión. 
- Análisis eléctrico para estado estacionario, perdidas, cortocircuito y estabilidad. 
- Estimar económicamente los costos y los beneficios del proyecto, así como la determinación 
de múltiples indicadores económicos. 
- Entregar recomendaciones finales. 
 
 
 
3 MARCO TEÓRICO 
 
Basados en un modelo eléctrico del sistema junto con las alternativas determinadas para la conexión 
del proyecto, se procede a evaluar cada una de ellas bajo diferentes análisis eléctricos: flujo de carga, 
cortocircuito y estabilidad del sistema. Estos análisis se realizan en el software DIgSILENT 
PowerFactory 2019, en el cual se encuentra modelada toda la red de 500 kV, 220 kV, 115/110 kV y 
34,5 kV de Colombia; las cargas se asumen como concentradas en estos niveles de tensión y en 
algunos casos, en niveles de tensión inferiores que representan únicamente el punto de conexión de 
secundarios o terciarios de transformadoresque tienen tensión primaria en alguno de los niveles de 
tensión descritos anteriormente. 
Seguido al análisis técnico (Estudio de flujo de carga, cortocircuito, estabilidad dinámica y transitoria), 
se realiza un análisis económico que incluye la estimación del costo inicial de la inversión, evaluación 
energética (variación en el costo marginal de la operación teniendo en cuenta los datos históricos de 
los precios de bolsa y los precios de oferta de las plantas del SIN (En el cual, se hace un pronostico), 
valoración de la variación de las perdidas, costo de la energía no suministrada) y flujos de caja 
proyectados a 25 años. 
El desarrollo de las actividades comienza con la recepción de la información, la cual se procesa para 
generar el modelo en conjunto con la información de demanda y generación. La información recibida 
por parte del promotor del proyecto se utiliza para determinar las alternativas y el modelo del mismo. 
Para cada una de ellas, se evalúa la viabilidad técnica (eléctrica) a través de flujos de carga, donde 
se determinan las condiciones en las que operaría en condiciones normales de operación y bajo 
eventualidades del sistema. Se procede a determinar los aportes de corriente de cortocircuito sobre 
las subestaciones de interés, identificando si algunas de ellas superan la capacidad de diseño. Por 
último, se realiza el análisis de estabilidad monitoreando la tensión, la potencia y la frecuencia como 
variables de control. En caso de presentar una inviabilidad técnica se replantea la alternativa 
correspondiente. 
Una vez se determina la viabilidad técnica de las alternativas, se procede a plantear el costo 
estimado de la inversión inicial considerando los costos por administración, operación y 
mantenimiento (AOM) más los activos no eléctricos (ANE). Se adiciona a esta evaluación, un análisis 
para determinar económicamente el impacto en el cargo G, en las pérdidas y en la energía no 
suministrada a causa del ingreso de la planta. Todos estos valores, son insumo para calcular el flujo 
de caja estimado a 25 años con el que se determinará el indicador de relación beneficio - costo. En 
función de estos análisis se define la alternativa a recomendar. 
En la Figura 1 se resume la metodología empleada para el desarrollo del estudio. 
 
 
Figura 1. Metodología para el desarrollo de estudios de conexión 
 
Modelo 
Proyecto: potencia, ubicación 
y año de entrada
Para Alternativa i
Estabilidad Cortocircuito Flujo de carga
Costos de 
inversión
Evaluación
energética
Ikss < Capacidad 
de diseño
Tensión mayor a 0,8 p.u. 
después de 700 ms del 
despeje
59,8 < f < 60,2
Estable para fallas < 100 ms
CNO
N-1
Variación 
pérdidas
Cargo G, T y D
x
x
Variación DNA
0,9 < p.u < 1,1
%C < 100 
CRO
Indisponibilidad Relación B/C 
a 25 años
Mayor a 1y
Alternativa viable
Alternativa recomendada
Topología
Demanda y
Generación
Define N alternativas
Valor económico
de las pérdidas
Valor económico
del ENS
ANE , AOM 
(OR)
Información de entrada
Análisis eléctrico
Análisis económico
 
4 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES 
 
Descripción 
Entrega 1 Entrega 2 Entrega Final 
Enero Febrero Marzo Abril Mayo 
Descripción del proyecto X 
Metodología X 
Análisis Técnico X 
Flujo de carga X 
Análisis de perdidas X 
Análisis de estabilidad X 
Análisis económico X 
Conclusiones X 
Revisiones y comentarios X 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO 
 
El proyecto de generación Proyecto Solar contará con una capacidad total instalada de 9,9 MW. En 
la Tabla 1 se puede evidenciar las principales características del proyecto de generación solar. 
Tabla 1. Características del proyecto 
Características de la planta 
Capacidad total instalada 9,9 MW 
Factor de planta 20% 
Tipo de planta Fotovoltaica 
 
5.1 Horizonte de análisis 
 
El estudio incluye un análisis operativo para las condiciones que enfrentará la red para el año de 
entrada en operación de la planta, es decir, año 2021 y un horizonte medio de 5 años posteriores a 
su ingreso, año 2026. 
 
6 ANÁLISIS TÉCNICO 
 
Para conocer el estado del sistema con la entrada en operación del proyecto, se realizaron 
simulaciones para el año 2021 y 2026, en los tres escenarios de demanda descritos (Máxima, Media 
y Mínima) para despachos hidráulicos (H) y térmicos (T). 
 
6.1 Consideraciones 
 
Para realizar el ajuste del modelo, el cual es utilizado para realizar los análisis técnicos, se tienen en 
cuenta las siguientes consideraciones. 
 
6.1.1 Consideraciones de operación 
 
- Dado que la tecnología del proyecto emplea recurso solar, para el ajuste de los escenarios, 
se consideró un despacho del proyecto al 100 % en demanda media, y del 0 % en demanda 
máxima y mínima. 
- De igual forma que la planta del proyecto, las plantas solares a considerar en el área Atlántico 
se consideran en generación máxima en los escenarios de demanda media y no se 
despachan en los máximos y mínimos. 
- Los análisis de estabilidad dinámica y transitoria se realizan en los escenarios de demanda 
media, en el cual operaría la planta solar evaluada. 
- Por otra parte, debido a que en la resolución CREG 060 de 2019 no se establecen 
requerimientos para las plantas conectadas en el SDL, estos proyectos se consideran 
generando con un factor de potencia de 1 en terminales de sus unidades de generación. Sin 
embargo, se toman en cuenta sus aportes de corriente reactiva en las simulaciones de 
cortocircuito y estabilidad transitoria 
 
 
6.2 Alternativas analizadas 
 
Se evaluarán dos alternativas de conexión que permitan definir cuál sería el punto adecuado para la 
inyección de 9,9 MW a la red de ELECTRICARIBE, con entrada en operación comercial para el año 
2021. Dichas alternativas se describen a continuación: 
Alternativa 1: Conexión del proyecto de generación fotovoltaica una subestación con nivel de 
tensión 34,5 kV, a través de un circuito sencillo de aproximadamente 2 km. 
Alternativa 2: Conexión del proyecto de generación fotovoltaica a una subestación con nivel de 
tensión 34,5 kV, a través de un circuito sencillo de aproximadamente 38 km. 
 
6.3 Contingencias analizadas 
 
A continuación, en la Tabla 2 se listan las contingencias analizadas para la red tanto para el caso 
sin proyecto como para la red considerando las alternativas de conexión en los años de estudio. 
Tabla 2. Contingencias analizadas para cada una de las alternativas 
No. Nombre Tipo de Elemento 2021 2026 
1 Cerromatoso 500/220kV 360MVA Transformador X X 
2 Cerromatoso 2 500/110kV 150MVA Transformador X X 
3 Chinú-Cerromatoso_500kV_3 Línea X X 
4 Cerromatoso-Primavera_500kV_1 Línea X X 
5 Cerromatoso-PorceIII_500kV_1 Línea X X 
6 Cerromatoso-Gecelca_110kV_1 Línea X X 
7 Proyecto solar alternativa 1 de 9,9 MW Línea X X 
8 Proyecto solar alternativa 2 de 9,9 MW Línea X X 
 
6.4 Resultados de flujo de carga 
 
Para conocer el estado del sistema con la entrada en operación del proyecto, se realizaron 
simulaciones para el año 2021 y 2026, en los tres escenarios de demanda descritos (Máxima, Media 
y Mínima) para despachos hidráulicos (H) y térmicos (T). 
 
6.4.1 Caso sin proyecto 
 
En esta sección se analizan los resultados de flujo de carga de la zona de influencia del proyecto 
considerando que el proyecto de generación Solar de 9,9 MW no se encuentra en operación en 
ninguno de los escenarios planteados. 
Los resultados de flujo de carga para la red en el caso sin proyecto en los años 2021 y 2026 
evidencian que, bajo condiciones normales de operación, los perfiles de tensión de las subestaciones 
en el área de influencia se mantienen dentro de los rangos establecidos por la regulación, para todos 
los escenarios de operación. Se observa que las tensiones de las subestaciones de 110 kV están 
entre 0,916 p.u y 1,086 p.u, las subestaciones de 220 kV están entre 1 p.u y 1,057 p.uy las 
subestaciones de 500 kV están entre 1,011 p.u y 1,026 p.u. 
 
En cuanto a las cargabilidades de las líneas de transmisión y transformadores del área de influencia 
del proyecto, en condiciones normales de operación, todas se encuentran por debajo del 100 %, 
logrando así que las condiciones de operación de la zona sean adecuadas y cumplan con los límites 
permitidos para cada uno de los elementos. Se observa que la máxima cargabilidad de estos 
elementos es de 95,78 %, correspondiente a la línea Chinú-Since 110 kV y al transformador 
Cerromatoso 110/34.5 kV de 30 MVA en el escenario de demanda máxima con despacho hidráulico. 
A continuación se presentan los resultados obtenidos de los perfiles de tensión (Tabla 3) y 
cargabilidad (Tabla 4) de los elementos del área de influencia del proyecto. 
 
 
Tabla 3. Tensiones [p.u.] – Alternativa 0 – Año 2021 y 2026 
Caso Base 2021 2026 
Subestación MH MT DH DT NH NT MH MT DH DT NH NT 
Bolívar 220kV 1,038 1,039 1,039 1,039 1,042 1,044 1,040 1,038 1,037 1,033 1,046 1,042 
Boston 110kV 1,039 1,041 1,041 1,042 1,057 1,059 1,047 1,055 1,043 1,040 1,064 1,062 
Boston Aux 110kV 1,039 1,041 1,041 1,042 1,057 1,059 1,047 1,055 1,043 1,040 1,064 1,062 
Buenavista 13.8kV 0,940 0,933 1,068 1,048 0,987 0,974 0,940 0,921 1,069 1,035 0,994 0,970 
Buenavista 34.5kV 0,946 0,939 1,071 1,052 0,991 0,977 0,947 0,928 1,073 1,039 0,998 0,973 
Caucasia 110kV 1,029 1,024 1,039 1,022 1,047 1,035 1,041 1,026 1,046 1,016 1,058 1,037 
Centro Alegre 13.8kV 0,925 0,918 1,044 1,024 0,972 0,959 0,926 0,907 1,045 1,010 0,980 0,955 
Centro Alegre 34.5kV 0,936 0,929 1,056 1,036 0,982 0,968 0,936 0,918 1,057 1,023 0,990 0,965 
Cereté 110kV 1,045 1,057 1,036 1,037 1,053 1,055 1,050 1,054 1,035 1,033 1,054 1,053 
Cerromatoso 1 34.5kV 1,008 1,002 1,013 0,995 1,030 1,017 1,016 1,001 1,017 0,985 1,039 1,017 
Cerromatoso 110kV 1,039 1,033 1,046 1,028 1,051 1,039 1,050 1,036 1,052 1,023 1,062 1,042 
Cerromatoso 220kV 1,000 1,006 0,997 0,998 0,997 1,001 1,007 1,008 1,001 0,994 1,004 1,003 
Cerromatoso 3 34.5kV 0,966 0,961 0,972 0,956 0,977 0,966 0,977 0,963 0,978 0,951 0,988 0,969 
Cerromatoso 3.2 110kV 1,033 1,035 1,038 1,033 1,036 1,036 1,044 1,038 1,044 1,029 1,048 1,038 
Cerromatoso 3.2 34.5kV 1,033 1,035 1,038 1,033 1,036 1,036 1,044 1,038 1,044 1,029 1,047 1,038 
Cerromatoso 34.5kV 0,950 0,944 0,956 0,940 0,961 0,950 0,960 0,947 0,962 0,935 0,971 0,952 
Cerromatoso 500kV 1,011 1,018 1,017 1,015 1,015 1,019 1,023 1,023 1,023 1,009 1,026 1,022 
Chinú 110kV 1,075 1,077 1,075 1,075 1,082 1,083 1,077 1,081 1,075 1,072 1,086 1,083 
Chinú 220kV 1,034 1,057 1,034 1,035 1,045 1,046 1,052 1,054 1,036 1,030 1,050 1,048 
Chinú 500kV 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015 1,015 1,013 1,018 1,015 
Chinú Aux 110kV 1,075 1,077 1,075 1,075 1,082 1,083 1,077 1,081 1,075 1,072 1,086 1,083 
Chinú CC 110kV 1,074 1,076 1,074 1,074 1,082 1,082 1,075 1,080 1,074 1,071 1,085 1,082 
Chinú T1 34.5kV 0,966 0,968 0,966 0,967 0,973 0,974 0,968 0,972 0,966 0,964 0,976 0,973 
Chinú T2 34.5kV 0,966 0,968 0,966 0,967 0,956 0,957 0,968 0,972 0,966 0,964 0,959 0,957 
Coveñas 110kV 1,016 1,018 1,026 1,027 1,040 1,041 1,029 1,035 1,029 1,025 1,046 1,043 
El Carmen 110kV 0,947 0,950 1,011 1,013 1,017 1,018 0,966 0,975 1,015 1,011 1,024 1,021 
Gecelca 3 110kV 1,039 1,027 1,046 1,024 1,051 1,032 1,051 1,030 1,052 1,019 1,063 1,034 
Gecelca 3.2 110kV 1,033 1,042 1,038 1,041 1,036 1,043 1,044 1,044 1,045 1,039 1,048 1,044 
La Mojana 110kV 1,036 1,038 1,070 1,071 1,064 1,065 1,034 1,039 1,068 1,065 1,065 1,062 
Magangué 110kV 0,959 0,961 1,010 1,011 0,998 0,999 0,949 0,955 1,002 0,999 0,994 0,990 
Mompox 110kV 0,916 0,919 0,985 0,985 0,965 0,966 0,903 0,909 0,974 0,971 0,959 0,955 
Montelibano 34.5kV 0,966 0,960 0,972 0,953 1,000 0,987 0,972 0,956 0,973 0,939 1,007 0,984 
Montería 110kV 1,031 1,046 1,017 1,018 1,037 1,040 1,036 1,040 1,015 1,013 1,037 1,037 
Monteria 220kV 1,013 1,029 1,008 1,009 1,020 1,023 1,022 1,026 1,007 1,004 1,022 1,022 
Nueva Montería 110kV 1,031 1,046 1,018 1,019 1,038 1,041 1,037 1,041 1,016 1,014 1,038 1,038 
 
Caso Base 2021 2026 
Subestación MH MT DH DT NH NT MH MT DH DT NH NT 
Planeta Rica 13.8kV 0,980 0,973 1,017 0,997 1,014 1,001 0,985 0,967 1,019 0,984 1,022 0,998 
Planeta Rica 34.5kV 0,985 0,978 1,024 1,004 1,019 1,005 0,991 0,973 1,026 0,991 1,026 1,003 
Planetarrica 110kV 0,970 0,964 1,024 1,005 1,006 0,993 0,977 0,961 1,027 0,996 1,014 0,992 
Río Sinú 110kV 1,008 1,022 0,994 0,995 1,020 1,023 1,024 1,028 1,003 1,001 1,028 1,028 
San Marcos 110kV 1,050 1,052 1,070 1,070 1,071 1,071 1,049 1,054 1,068 1,065 1,073 1,069 
Sierra Flor 110kV 1,026 1,029 1,029 1,030 1,049 1,050 1,036 1,047 1,032 1,030 1,057 1,055 
Since 110kV 1,011 1,013 1,044 1,045 1,037 1,038 1,007 1,012 1,040 1,037 1,036 1,033 
Tierra Alta 110kV 1,015 1,022 1,001 1,001 1,014 1,015 1,022 1,025 1,005 1,003 1,017 1,017 
Tolu Viejo 110kV 1,009 1,012 1,023 1,024 1,039 1,040 1,032 1,039 1,030 1,027 1,049 1,047 
Toluviejo 1 13.8kV - - - - - - 1,032 1,039 1,030 1,027 1,049 1,047 
Toluviejo 2 13.8kV - - - - - - 1,032 1,039 1,030 1,027 1,049 1,047 
Toluviejo 220kV - - - - - - 1,042 1,045 1,036 1,032 1,050 1,047 
Uraba 220kV 1,016 1,023 1,005 1,006 1,012 1,014 1,018 1,021 1,003 1,003 1,011 1,013 
Ure 110kV 1,032 1,027 1,039 1,022 1,046 1,034 1,044 1,029 1,046 1,016 1,057 1,036 
Urrá 110kV 1,028 1,031 1,011 1,010 1,019 1,019 1,031 1,032 1,013 1,011 1,021 1,020 
Urra 220kV 1,030 1,030 1,015 1,015 1,015 1,015 1,030 1,030 1,015 1,015 1,015 1,015 
 
Tabla 4. Cargabilidades [%] – Alternativa 0 – Año 2021 y 2026 
2021 - Caso Base 2021 2026 
Elemento MH MT DH DT NH NT MH MT DH DT NH NT 
Bolivar-Toluviejo_220kV_1 - - - - - - 12,19 4,65 17,58 4,75 9,88 6,57 
Boston-Chinú_110kV_1 56,82 54,98 33,64 32,94 42,65 38,34 31,41 35,07 31,89 31,80 30,03 26,42 
Boston-Chinú_110kV_2 57,16 55,30 33,84 33,13 42,89 38,55 31,59 35,27 32,07 31,99 30,20 26,57 
Boston-Sierra Flor_110kV_1 56,47 53,79 29,52 31,97 41,78 35,33 24,33 23,34 32,03 37,47 21,94 17,44 
Caucasia-Cerromatoso_110kV_1 15,89 15,98 13,09 13,31 8,99 9,09 15,71 15,93 13,01 13,39 8,89 9,07 
Caucasia-Cerromatoso_110kV_2 15,53 15,62 12,80 13,01 8,79 8,89 15,36 15,58 12,72 13,09 8,70 8,87 
Cereté-Nueva Montería_110kV_1 21,01 13,28 24,74 20,65 20,52 15,50 14,75 16,25 21,67 20,61 17,33 17,35 
Cerromatoso 1 500/110kV 150MVA 71,65 52,42 46,99 55,62 54,11 46,79 72,22 54,10 47,27 54,60 54,46 46,91 
Cerromatoso 110/34.5kV 30MVA 86,77 87,33 76,60 78,09 60,76 61,52 91,91 93,43 81,62 84,39 64,33 65,78 
Cerromatoso 2 500/110kV 150MVA 72,02 52,61 45,95 55,83 54,36 45,59 72,59 54,29 46,23 54,80 54,71 45,67 
Cerromatoso 3.2-Gecelca 3.2_110kV_1 0,30 47,05 0,30 47,14 0,30 47,03 0,30 46,94 0,30 47,36 0,30 46,95 
Cerromatoso 3.2-Gecelca 3.2_110kV_2 0,30 47,05 0,30 47,14 0,30 47,03 0,30 46,94 0,30 47,36 0,30 46,95 
Cerromatoso 4 500/110/34.5kV 150MVA 71,32 52,23 35,93 55,41 53,88 42,73 71,89 53,90 36,36 54,40 54,23 43,81 
Cerromatoso 500/110/34.5kV 450MVA 0,39 60,99 0,39 61,10 0,39 60,96 0,39 60,84 0,39 61,39 0,39 60,85 
 
2021 - Caso Base 2021 2026 
Elemento MH MT DH DT NH NT MH MT DH DT NH NT 
Cerromatoso 500/220kV 360MVA 43,36 29,95 38,74 26,69 31,64 21,19 41,52 29,99 39,87 30,70 30,30 20,77 
Cerromatoso-Gecelca_110kV_1 0,41 45,19 0,41 45,01 0,41 45,49 0,41 45,32 0,41 44,83 0,42 45,61 
Cerromatoso-Gecelca_110kV_2 0,41 45,19 0,41 45,01 0,41 45,49 0,41 45,32 0,41 44,83 0,42 45,61 
Cerromatoso-Montelibano_34.5kV (LN-549) 77,79 78,31 73,65 75,13 54,06 54,76 82,48 83,91 78,56 81,34 57,28 58,61 
Cerromatoso-Planeta Rica_110kV_1 59,01 59,41 44,32 45,30 39,69 40,20 62,71 63,83 42,79 44,48 41,90 42,87 
Cerromatoso-PorceIII_500kV_1 47,89 18,52 22,12 18,81 40,42 13,02 8,52 9,82 9,39 21,04 10,32 11,90 
Cerromatoso-Primavera_500kV_1 28,16 12,33 12,45 14,18 24,53 10,87 12,00 12,19 12,90 19,50 8,08 11,67 
Cerromatoso-Ure_110kV_1 55,9456,25 50,13 50,97 43,12 43,61 55,31 56,10 49,82 51,27 42,65 43,51 
Cerromatoso-Ure_110kV_2 69,13 69,51 61,93 62,98 53,27 53,88 68,35 69,32 61,56 63,35 52,69 53,76 
Cerromatoso-Urra_230kV_1 25,61 17,69 22,88 15,76 18,68 12,51 24,52 17,71 23,55 18,13 17,90 12,26 
Cerromatoso-Urra_230kV_2 25,60 17,68 22,87 15,76 18,68 12,51 24,51 17,71 23,54 18,13 17,89 12,26 
Chinú 1 500/110kV 150MVA 80,43 79,60 39,59 39,31 62,42 60,92 64,51 68,39 39,73 39,97 56,38 54,79 
Chinú 2 500/110kV 150MVA 81,61 80,75 40,16 39,88 63,28 61,76 65,45 69,39 40,31 40,55 57,15 55,53 
Chinú 3 500/110/34.5kV 150MVA 80,34 79,51 39,54 39,26 62,31 60,81 64,44 68,32 39,69 39,93 56,27 54,68 
Chinú 500/220/34.5kV 450MVA 5,72 10,41 30,25 24,86 6,71 9,52 27,61 29,61 19,52 17,36 22,14 20,03 
Chinú-Cerromatoso_500kV_1 20,73 12,36 11,58 4,21 17,90 5,10 13,76 6,18 6,17 13,96 11,63 7,97 
Chinú-Cerromatoso_500kV_2 20,26 12,10 11,30 4,15 17,49 5,05 13,59 6,13 6,09 13,75 11,51 7,80 
Chinú-Cerromatoso_500kV_3 20,30 12,12 11,31 4,15 17,52 5,04 13,61 6,12 6,09 13,77 11,52 7,80 
Chinú-Chinú Planta_110kV_1 58,37 58,26 24,38 24,37 41,85 41,82 62,21 61,94 26,44 26,52 44,55 44,67 
Chinú-Coveñas_110kV_1 29,08 28,14 14,76 14,14 22,39 20,19 18,39 17,78 13,21 13,15 15,98 14,23 
Chinú-Monteria_220kV_1 11,66 17,31 15,56 13,89 13,17 15,90 15,81 18,02 15,48 15,51 14,75 17,05 
Chinú-San Marcos_110kV_1 56,46 56,34 14,35 14,34 37,85 37,82 60,44 60,14 13,52 13,61 40,28 40,41 
Chinú-Since_110kV_1 88,66 88,42 39,82 39,80 63,68 63,62 95,78 95,20 39,69 39,88 68,39 68,65 
Chinú-Toluviejo_220kV_1 - - - - - - 29,39 24,45 12,57 2,46 26,35 14,18 
Coveñas-Toluviejo_110kV_1 13,89 12,00 10,48 13,68 8,73 3,59 11,57 12,46 16,86 22,15 8,27 13,38 
El Carmen-Toluviejo_110kV_1 45,78 45,44 17,19 17,14 28,77 28,72 47,99 47,52 15,98 16,14 30,58 30,67 
La Mojana-San Marcos_110kV_1 19,51 19,47 14,02 14,02 12,59 12,58 20,82 20,72 13,44 13,48 13,37 13,41 
Magangue-Monpox_110kV_1 79,14 78,91 38,49 38,47 59,44 59,38 85,70 85,13 43,13 43,29 63,76 64,01 
Magangue-Since_110kV_1 73,50 73,30 30,22 30,21 53,57 53,52 79,53 79,02 34,07 34,21 57,52 57,74 
Monteria 2 220/110/44kV 150MVA(1) 49,87 50,42 25,61 25,84 37,06 36,69 48,62 49,62 27,81 27,20 36,21 37,09 
Monteria 220/110/44kV 150MVA(1) 49,87 50,42 25,61 25,84 37,06 36,69 48,62 49,62 27,81 27,20 36,21 37,09 
Montería-Nueva Montería_110kV_1 30,52 30,03 34,00 33,96 23,32 23,26 32,51 32,35 36,54 36,62 24,91 24,91 
Montería-Nueva Montería_110kV_2 29,30 28,83 32,63 32,60 22,39 22,33 31,20 31,05 35,07 35,15 23,91 23,92 
Monteria-Uraba_220kV_1 28,12 20,75 12,86 5,20 22,05 12,03 27,54 18,78 10,57 3,54 21,41 11,20 
Nueva Montería-Río Sinú_110kV_1 44,46 48,46 55,91 62,24 33,16 37,11 25,52 27,41 31,95 35,90 18,74 20,96 
Nueva Montería-Río Sinú_110kV_2 - - - - - - 25,52 27,41 31,95 35,90 18,74 20,96 
 
2021 - Caso Base 2021 2026 
Elemento MH MT DH DT NH NT MH MT DH DT NH NT 
Planeta Rica - T. Buenavista_34.5kV 25,41 25,61 49,00 49,96 18,36 18,62 27,79 28,36 48,30 49,95 18,92 19,41 
Planeta Rica 50/40/15 MVA 72,95 73,47 54,74 55,84 50,17 50,83 77,51 78,92 53,80 55,69 53,31 54,57 
Rio Sinu-Tierra Alta_110kV_1 42,25 33,87 20,11 10,61 32,20 21,03 40,54 30,85 16,21 4,84 31,21 19,61 
T. Buenavista-Buenavista_34.5kV 16,81 16,94 53,90 54,93 11,63 11,79 18,43 18,80 53,18 54,96 12,25 12,56 
T. Buenavista-Centro Alegre_34.5kV 8,77 8,84 6,10 6,22 6,95 7,05 9,52 9,71 6,09 6,30 6,89 7,07 
Ternera-Toluviejo_110kV_1 3,70 11,47 30,70 16,07 8,59 20,41 12,13 10,42 22,69 10,90 11,94 12,52 
Tierra Alta-Urra_110kV_1 59,22 49,95 33,43 23,89 43,79 31,69 57,90 47,51 29,75 18,57 42,98 30,36 
Toluviejo 1 220/110/13.8kV 150MVA - - - - - - 22,22 29,11 7,16 5,05 19,56 21,76 
Toluviejo 1 220/110/13.8kV 150MVA (1) - - - - - - 22,22 29,11 7,16 5,05 19,56 21,76 
Trf. Buenavista 34.5/13.8kV 5MVA 47,22 47,59 33,91 34,55 32,67 33,12 51,78 52,83 35,73 36,91 34,43 35,29 
Trf. Centro Alegre 34.5/13.8kV 2MVA 61,61 62,10 42,85 43,69 48,78 49,48 66,81 68,21 42,79 44,27 48,41 49,67 
Uraba-Urra_220kV_1 43,91 35,61 28,17 19,43 33,90 23,11 44,36 35,25 27,33 17,84 34,22 23,26 
Urra 230/110/13.8kV 90MVA 54,16 45,68 30,49 21,66 40,04 28,98 52,95 43,45 27,15 16,75 39,30 27,76 
 
 
 
Por otro lado, en el análisis de las contingencias N-1 (Tabla 2), en el cual el sistema debe ser capaz 
de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones 
de carga en caso de indisponibilidad de un elemento a la vez, se presentaron las siguientes 
condiciones: 
Tabla 5.. Tensiones Fuera de Rangos – 2026 – Caso Base 
Caso Base Voltajes [p.u.] 
Subestación (Contingencia) MH MT DH DT NH NT 
N-1 Cerromatoso 500_220kV 360 
Mompox 110kV 0,897 0,906 0,970 0,969 0,956 0,954 
N-1 Chinú 500_220/34_5kV 450M 
Mompox 110kV 0,896 0,900 0,969 0,968 0,955 0,951 
Tabla 6. Resumen de Elementos con Sobrecargas – 2026 – Caso Base 
2026 - Caso Base Cargabilidad [%] 
Elemento (Contingencia) MH MT DH DT NH NT 
N-1 Cerromatoso 2 500_110kV 1 
Cerromatoso 1 500/110kV 150MVA 111,14 88,67 89,80 87,51 90,99 89,40 
Cerromatoso 4 500/110/34.5kV 150MVA 110,65 75,10 55,15 76,43 82,69 59,16 
 
Como se puede observar en la Tabla 5 y Tabla 6, se observa una sobrecarga en los transformadores 
Cerromatoso 500/110 150 MVA y la barra de la subestación Mompox 110 kV. En el caso de los 
transformadores Cerromatoso 500/110 150 MVA se obtiene una sobrecarga máxima de 11.14% en 
el escenario de operación de demanda máxima despacho hidráulico, la limitación se evidencia 
debido a la cantidad de potencia que circula por los transformadores en el escenario descrito, puesto 
que en este escenario se tienen despachados en su totalidad solo los generadores hidráulicos y toda 
la potencia que debe suministrar a la subestación Cerromatoso 110 kV circula por los tres 
transformadores y ante la contingencia de cualquiera de los tres transformadores de Cerromatoso 
500/110 kV 150 MVA se presentará un sobrecarga, se recomienda al OR que, ante la contingencia 
de uno de los transformadores de Cerromatoso 500/110 kV se apague los reactores asociados a los 
transformadores mencionados anteriormente y controlar los perfiles de tensión asociados a las 
barras de Centro Alegre 13,8 kV, Centro Alegre 34,5kV, Buenavista 34,5 kV y PlanetaRica 34,5 kV 
a través del transformador PlanetaRica 110/34,5/13,8 kV. Para las contingencias de los 
transformadores de Cerromatoso 500/220 kV y Chinú 500/220/34,5 kV se presenta una baja tensión 
en la subestación Mompox 110 kV, esta baja tensión es propia de la red y el OR es conocedor de 
dicho problema, por lo que se hace necesario evaluar una forma de mitigación ante el evento y la 
posible conexión de nuevas generaciones. En el resto de contingencias se tiene valores dentro de 
los límites permitidos por la regulación, y permiten operar la red de manera adecuada ante 
contingencias. 
 
 
 
6.4.2 Alternativa 1 
 
En esta sección se analizan los resultados de flujo de carga de la zona de influencia considerando 
que la generación proyecto de generación Solar de 9,9 MW, está en operación, mediante la conexión 
a la subestación 34,5 kV, a través de un circuito sencillo de aproximadamente 1,9 km. Se muestran 
los resultados sólo para escenarios de demanda media con despacho hidráulico y térmico, ya que el 
proyecto es de tecnología solar y por lo tanto tiene participación en horas diurnas donde la mayor 
parte del tiempo se tiene demanda media. 
Los resultados de flujo de carga para la red ante la conexión del proyecto mediante la alternativa 1 
en los años 2021 y 2026 evidencian que, bajo condiciones normales de operación, los perfiles de 
tensión de las subestaciones en el área de influencia se mantienen dentro de los rangos establecidos 
por la regulación, para todos los escenarios de operación. Se observa que las tensiones de las 
subestaciones de 110 kV están entre 0,971 p.u y 1,071 p.u, las subestaciones de 220 kV están entre 
0,994 p.u y 1,076 p.u ylas subestaciones de 500 kV están entre 1,009 p.u y 1,023 p.u. 
En cuanto a las cargabilidades de las líneas de transmisión y transformadores del área de influencia 
del proyecto, en condiciones normales de operación, todas se encuentran por debajo del 100 %, 
logrando así que las condiciones de operación de la zona sean adecuadas y cumplan con los límites 
permitidos para cada uno de los elementos. Se observa que la máxima cargabilidad de estos 
elementos es de 86,31 %, correspondiente a la línea PlanetaRica – Buenavista 34,5 kV en el 
escenario de demanda media con despacho térmico. 
A continuación se presentan los resultados obtenidos de los perfiles de tensión (Tabla 7) y 
cargabilidades (Tabla 8) de los elementos del área de influencia del proyecto. 
 
 
Tabla 7. Tensiones [p.u.] – Alternativa 1 – Año 2021 y 2026 
Alternativa 1 2021 2026 
Subestación DH DT DH DT 
Bolivar 220kV 1,039 1,039 1,037 1,033 
Boston 110kV 1,041 1,042 1,043 1,04 
Boston Aux 110kV 1,041 1,042 1,043 1,04 
Buenavista 13.8kV 1,037 1,015 1,039 1,001 
Buenavista 34.5kV 1,04 1,018 1,043 1,004 
Caucasia 110kV 1,037 1,02 1,043 1,014 
Centro Alegre 13.8kV 1,077 1,055 1,079 1,041 
Centro Alegre 34.5kV 1,088 1,067 1,091 1,053 
Proyector Solar 9,9MW, 34.5kV 1,095 1,074 1,098 1,06 
Cereté 110kV 1,036 1,037 1,035 1,033 
Cerromatoso 1 34.5kV 1,011 0,993 1,014 0,983 
Cerromatoso 110kV 1,043 1,027 1,05 1,021 
Cerromatoso 220kV 0,997 0,998 1,001 0,994 
Cerromatoso 3 34.5kV 0,97 0,954 0,976 0,949 
Cerromatoso 3.2 110kV 1,038 1,033 1,044 1,029 
Cerromatoso 3.2 34.5kV 1,038 1,033 1,044 1,029 
Cerromatoso 34.5kV 0,954 0,938 0,960 0,933 
Cerromatoso 500kV 1,017 1,015 1,023 1,009 
Chinú 110kV 1,075 1,075 1,075 1,072 
Chinú 220kV 1,034 1,035 1,036 1,03 
Chinú 500kV 1,015 1,015 1,015 1,013 
Chinú Aux 110kV 1,075 1,075 1,075 1,072 
Chinú CC 110kV 1,074 1,074 1,074 1,071 
Chinú T1 34.5kV 0,966 0,967 0,966 0,964 
Chinú T2 34.5kV 0,966 0,967 0,966 0,964 
Coveñas 110kV 1,026 1,027 1,029 1,025 
El Carmen 110kV 1,011 1,013 1,015 1,011 
Gecelca 3 110kV 1,043 1,022 1,05 1,017 
Gecelca 3.2 110kV 1,038 1,041 1,044 1,038 
La Mojana 110kV 1,07 1,071 1,068 1,065 
Magangué 110kV 1,01 1,011 1,002 0,999 
Mompox 110kV 0,985 0,985 0,974 0,971 
Montelibano 34.5kV 0,97 0,951 0,97 0,937 
Montería 110kV 1,017 1,018 1,015 1,013 
Monteria 220kV 1,008 1,009 1,007 1,004 
Nueva Montería 110kV 1,018 1,019 1,016 1,014 
Planeta Rica 13.8kV 0,994 0,972 0,997 0,959 
Planeta Rica 34.5kV 1,001 0,98 1,004 0,967 
Planetarrica 110kV 1,015 0,996 1,019 0,986 
Río Sinú 110kV 0,994 0,995 1,003 1,001 
San Marcos 110kV 1,07 1,07 1,068 1,065 
Sierra Flor 110kV 1,029 1,03 1,032 1,03 
Since 110kV 1,044 1,045 1,04 1,037 
Tierra Alta 110kV 1,001 1,001 1,005 1,003 
Tolu Viejo 110kV 1,023 1,024 1,03 1,027 
Toluviejo 1 13.8kV - - 1,03 1,027 
Toluviejo 2 13.8kV - - 1,03 1,027 
Toluviejo 220kV - - 1,036 1,032 
Uraba 220kV 1,005 1,006 1,003 1,003 
Ure 110kV 1,037 1,02 1,044 1,014 
Urrá 110kV 1,011 1,01 1,013 1,011 
 
Alternativa 1 2021 2026 
Subestación DH DT DH DT 
Urra 220kV 1,015 1,015 1,015 1,015 
 
Tabla 8. Cargabilidades [%] – Alternativa 1 – Año 2021 y 2026 
Alternativa 1 2021 2026 
Elemento DH DT DH DT 
Bolivar-Toluviejo_220kV_1 - - 17,6 4,76 
Boston-Chinú_110kV_1 33,64 32,94 31,89 31,8 
Boston-Chinú_110kV_2 33,84 33,13 32,07 31,99 
Boston-Sierra Flor_110kV_1 29,52 31,97 32,03 37,47 
Caucasia-Cerromatoso_110kV_1 13,12 13,34 13,04 13,42 
Caucasia-Cerromatoso_110kV_2 12,83 13,04 12,75 13,12 
Proyecto Solar 9,9MW_34.5kV 64,59 65,9 64,43 66,74 
Cereté-Nueva Montería_110kV_1 24,75 20,65 21,68 20,61 
Cerromatoso 1 500/110kV 150MVA 46,9 57,68 47,19 56,69 
Cerromatoso 110/34.5kV 30MVA 76,8 78,26 81,82 84,58 
Cerromatoso 2 500/110kV 150MVA 45,83 57,9 46,11 56,91 
Cerromatoso 3.2-Gecelca 3.2_110kV_1 0,3 47,15 0,3 47,37 
Cerromatoso 3.2-Gecelca 3.2_110kV_2 0,3 47,15 0,3 47,37 
Cerromatoso 4 500/110/34.5kV 150MVA 37,16 57,46 37,5 56,48 
Cerromatoso 500/110/34.5kV 450MVA 0,39 61,11 0,39 61,4 
Cerromatoso 500/220kV 360MVA 38,76 26,72 39,87 30,72 
Cerromatoso-Gecelca_110kV_1 0,41 44,94 0,41 44,79 
Cerromatoso-Gecelca_110kV_2 0,41 44,94 0,41 44,79 
Cerromatoso-Montelibano_34.5kV (LN-549) 73,85 75,31 78,76 81,53 
Cerromatoso-Planeta Rica_110kV_1 57,53 58,9 55,78 58,19 
Cerromatoso-PorceIII_500kV_1 21,89 19,03 9,49 21,16 
Cerromatoso-Primavera_500kV_1 12,37 14,3 12,98 19,57 
Cerromatoso-Ure_110kV_1 50,24 51,07 49,93 51,36 
Cerromatoso-Ure_110kV_2 62,07 63,1 61,69 63,47 
Cerromatoso-Urra_230kV_1 22,89 15,78 23,55 18,14 
Cerromatoso-Urra_230kV_2 22,88 15,77 23,54 18,14 
Chinú 1 500/110kV 150MVA 39,59 39,31 39,73 39,97 
Chinú 2 500/110kV 150MVA 40,16 39,88 40,31 40,55 
Chinú 3 500/110/34.5kV 150MVA 39,54 39,26 39,69 39,93 
Chinú 500/220/34.5kV 450MVA 30,25 24,86 19,52 17,36 
Chinú-Cerromatoso_500kV_1 11,63 4,14 6,12 13,93 
Chinú-Cerromatoso_500kV_2 11,34 4,08 6,05 13,74 
Chinú-Cerromatoso_500kV_3 11,36 4,08 6,05 13,77 
Chinú-Chinú Planta_110kV_1 24,38 24,37 26,44 26,52 
Chinú-Coveñas_110kV_1 14,76 14,14 13,21 13,15 
Chinú-Monteria_220kV_1 15,57 13,88 15,48 15,51 
Chinú-San Marcos_110kV_1 14,35 14,34 13,52 13,61 
Chinú-Since_110kV_1 39,82 39,8 39,69 39,88 
Chinú-Toluviejo_220kV_1 - - 12,58 2,47 
Coveñas-Toluviejo_110kV_1 10,48 13,67 16,85 22,14 
El Carmen-Toluviejo_110kV_1 17,19 17,14 15,98 16,14 
La Mojana-San Marcos_110kV_1 14,02 14,02 13,44 13,48 
Magangue-Monpox_110kV_1 38,49 38,47 43,13 43,29 
Magangue-Since_110kV_1 30,22 30,21 34,07 34,21 
Monteria 2 220/110/44kV 150MVA(1) 25,61 25,84 27,81 27,2 
 
Alternativa 1 2021 2026 
Elemento DH DT DH DT 
Monteria 220/110/44kV 150MVA(1) 25,61 25,84 27,81 27,2 
Montería-Nueva Montería_110kV_1 34,00 33,96 36,54 36,62 
Montería-Nueva Montería_110kV_2 32,63 32,6 35,07 35,15 
Monteria-Uraba_220kV_1 12,87 5,20 10,58 3,54 
Nueva Montería-Río Sinú_110kV_1 55,9 62,23 31,95 35,90 
Nueva Montería-Río Sinú_110kV_2 - - 31,95 35,90 
Planeta Rica - T. Buenavista_34.5kV 84,52 86,31 83,82 86,97 
Planeta Rica 50/40/15 MVA 78,71 80,4 77,67 80,64 
Rio Sinu-Tierra Alta_110kV_1 20,12 10,62 16,22 4,85 
T. Buenavista-Buenavista_34.5kV 55,55 56,77 54,74 56,88 
T. Buenavista-Centro Alegre_34.5kV 59,7 60,92 59,55 61,71 
Ternera-Toluviejo_110kV_1 30,72 16,09 22,71 10,91 
Tierra Alta-Urra_110kV_1 33,45 23,89 29,76 18,58 
Toluviejo 1 220/110/13.8kV 150MVA - - 7,16 5,06 
Toluviejo 1 220/110/13.8kV 150MVA(1) - - 7,16 5,06 
Trf. Buenavista 34.5/13.8kV 5MVA 34,94 35,7 36,76 38,18 
Trf. Centro Alegre 34.5/13.8kV 2MVA 41,54 42,4 41,44 42,95 
Uraba-Urra_220kV_1 28,18 19,44 27,34 17,85 
Urra 230/110/13.8kV 90MVA 30,50 21,67 27,16 16,76 
 
Por otro lado, en el análisis de las contingencias N-1 (Tabla 2), en el cual el sistema debe ser capaz 
de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones 
de carga en caso de indisponibilidad de un elemento a la vez, se observa que tanto los perfiles de 
tensión de las subestaciones cercanas al proyecto, como las cargabilidades de los transformadores 
y líneas de transmisión, mantienen valores dentro de los límites permitidos por la regulación, y 
permiten operar la red de manera adecuada ante contingencias. 
 
6.4.3 Alternativa 2 
 
En esta sección se analizan los resultados de flujo de carga de la zona de influencia considerando 
que el proyecto de generación Solar de 9,9 MW, está en operación, mediante la conexión a la 
subestación Montelíbano 34,5 kV, a través de un circuito sencillo de aproximadamente 38 km. Se 
muestran los resultados sólo para escenarios de demanda media con despacho hidráulico y térmico, 
ya que el proyecto es de tecnología solar y por lo tanto tiene participación en horas diurnas donde la 
mayor parte del tiempo se tiene demanda media. 
Los resultados de flujo de carga para la red ante la conexión del proyectomediante la alternativa 2 
en los años 2021 y 2026 evidencian que, bajo condiciones normales de operación, los perfiles de 
tensión de las subestaciones en el área de influencia se mantienen dentro de los rangos establecidos 
por la regulación, para todos los escenarios de operación. Se observa que las tensiones de las 
subestaciones de 110 kV están entre 0,971 y 1,075, las subestaciones de 220 kV están entre 
0,994 p.u. y 1,039 p.u. y las subestaciones de 500 kV están entre 1,009 p.u. y 1,023 p.u. 
En cuanto a las cargabilidades de las líneas de transmisión y transformadores del área de influencia 
del proyecto, en condiciones normales de operación, todas se encuentran por debajo del 100 %, 
logrando así que las condiciones de operación de la zona sean adecuadas y cumplan con los límites 
permitidos para cada uno de los elementos. Se observa que la máxima cargabilidad de estos 
elementos es de 66,35 %, correspondiente a la línea Proyecto Solar 9,9 MW-Montelíbano_34,5kV 
en el escenario de demanda media con despacho térmico. 
 
A continuación se presentan los resultados obtenidos de los perfiles de tensión (Tabla 9) y 
cargabilidades (Tabla 10) de los elementos del área de influencia del proyecto. 
 
Tabla 9. Tensiones [p.u.] – Alternativa 2 – Año 2021 y 2026 
Alternativa 2 2021 2026 
Subestación DH DT DH DT 
Bolivar 220kV 1,039 1,039 1,037 1,033 
Boston 110kV 1,041 1,042 1,043 1,04 
Boston Aux 110kV 1,041 1,042 1,043 1,04 
Buenavista 13.8kV 1,068 1,048 1,069 1,035 
Buenavista 34.5kV 1,071 1,051 1,072 1,038 
Caucasia 110kV 1,039 1,022 1,045 1,016 
Centro Alegre 13.8kV 1,043 1,023 1,045 1,01 
Centro Alegre 34.5kV 1,055 1,035 1,057 1,022 
Proyecto Solar 34.5kV_2 1,099 1,08 1,097 1,067 
Cereté 110kV 1,036 1,037 1,035 1,033 
Cerromatoso 1 34.5kV 1,008 0,989 1,011 0,979 
Cerromatoso 110kV 1,045 1,028 1,052 1,022 
Cerromatoso 220kV 0,997 0,998 1,001 0,994 
Cerromatoso 3 34.5kV 0,972 0,956 0,978 0,951 
Cerromatoso 3.2 110kV 1,038 1,033 1,044 1,029 
Cerromatoso 3.2 34.5kV 1,038 1,033 1,044 1,029 
Cerromatoso 34.5kV 0,956 0,94 0,961 0,935 
Cerromatoso 500kV 1,017 1,015 1,023 1,009 
Chinú 110kV 1,075 1,075 1,075 1,072 
Chinú 220kV 1,034 1,035 1,036 1,03 
Chinú 500kV 1,015 1,015 1,015 1,013 
Chinú Aux 110kV 1,075 1,075 1,075 1,072 
Chinú CC 110kV 1,074 1,074 1,074 1,071 
Chinú T1 34.5kV 0,966 0,967 0,966 0,964 
Chinú T2 34.5kV 0,966 0,967 0,966 0,964 
Coveñas 110kV 1,026 1,027 1,029 1,025 
El Carmen 110kV 1,011 1,013 1,015 1,011 
Gecelca 3 110kV 1,045 1,023 1,052 1,019 
Gecelca 3.2 110kV 1,038 1,041 1,045 1,039 
La Mojana 110kV 1,07 1,071 1,068 1,065 
Magangué 110kV 1,01 1,011 1,002 0,999 
Mompox 110kV 0,985 0,985 0,974 0,971 
Montelibano 34.5kV 0,975 0,955 0,975 0,942 
Montería 110kV 1,017 1,018 1,015 1,013 
Monteria 220kV 1,008 1,009 1,007 1,004 
Nueva Montería 110kV 1,018 1,019 1,016 1,014 
Planeta Rica 13.8kV 1,017 0,996 1,019 0,984 
Planeta Rica 34.5kV 1,023 1,003 1,025 0,991 
Planetarrica 110kV 1,023 1,005 1,027 0,995 
Río Sinú 110kV 0,994 0,995 1,003 1,001 
San Marcos 110kV 1,07 1,07 1,068 1,065 
Sierra Flor 110kV 1,029 1,03 1,032 1,03 
Since 110kV 1,044 1,045 1,04 1,037 
Tierra Alta 110kV 1,001 1,001 1,005 1,003 
Tolu Viejo 110kV 1,023 1,024 1,03 1,027 
Toluviejo 1 13.8kV - - 1,03 1,027 
 
Alternativa 2 2021 2026 
Subestación DH DT DH DT 
Toluviejo 2 13.8kV - - 1,03 1,027 
Toluviejo 220kV - - 1,036 1,032 
Uraba 220kV 1,005 1,006 1,003 1,003 
Ure 110kV 1,039 1,022 1,046 1,016 
Urrá 110kV 1,011 1,01 1,013 1,011 
Urra 220kV 1,015 1,015 1,015 1,015 
 
Tabla 10. Cargabilidades [%] – Alternativa 2 – Año 2021 Y 2026 
2021 - Alternativa 2 2021 2026 
Elemento DH DT DH DT 
Bolivar-Toluviejo_220kV_1 - - 17,6 4,76 
Boston-Chinú_110kV_1 33,64 32,94 31,89 31,8 
Boston-Chinú_110kV_2 33,84 33,13 32,07 31,99 
Boston-Sierra Flor_110kV_1 29,52 31,97 32,03 37,47 
Caucasia-Cerromatoso_110kV_1 13,1 13,32 13,02 13,4 
Caucasia-Cerromatoso_110kV_2 12,8 13,02 12,72 13,09 
Proyecto Solar_34.5kV 64,39 65,54 64,53 66,35 
Cereté-Nueva Montería_110kV_1 24,75 20,65 21,68 20,61 
Cerromatoso 1 500/110kV 150MVA 46,98 56,87 47,26 55,84 
Cerromatoso 110/34.5kV 30MVA 56,89 58,37 61,85 64,3 
Cerromatoso 2 500/110kV 150MVA 45,94 57,09 46,22 56,05 
Cerromatoso 3.2-Gecelca 3.2_110kV_1 0,3 47,14 0,3 47,37 
Cerromatoso 3.2-Gecelca 3.2_110kV_2 0,3 47,14 0,3 47,37 
Cerromatoso 4 500/110/34.5kV 150MVA 35,79 56,65 36,18 55,63 
Cerromatoso 500/110/34.5kV 450MVA 0,39 61,1 0,39 61,39 
Cerromatoso 500/220kV 360MVA 38,73 26,69 39,86 30,7 
Cerromatoso-Gecelca_110kV_1 0,41 45 0,41 44,83 
Cerromatoso-Gecelca_110kV_2 0,41 45 0,41 44,83 
Cerromatoso-Montelibano_34.5kV (LN-549) 47,08 48,67 51,13 53,47 
Cerromatoso-Planeta Rica_110kV_1 44,33 45,33 42,8 44,5 
Cerromatoso-PorceIII_500kV_1 21,89 19,03 9,47 21,16 
Cerromatoso-Primavera_500kV_1 12,35 14,3 12,97 19,58 
Cerromatoso-Ure_110kV_1 50,14 50,98 49,83 51,28 
Cerromatoso-Ure_110kV_2 61,95 63 61,57 63,36 
Cerromatoso-Urra_230kV_1 22,87 15,76 23,54 18,13 
Cerromatoso-Urra_230kV_2 22,87 15,76 23,53 18,13 
Chinú 1 500/110kV 150MVA 39,59 39,31 39,73 39,97 
Chinú 2 500/110kV 150MVA 40,16 39,88 40,31 40,55 
Chinú 3 500/110/34.5kV 150MVA 39,54 39,26 39,69 39,93 
Chinú 500/220/34.5kV 450MVA 30,25 24,86 19,52 17,36 
Chinú-Cerromatoso_500kV_1 11,6 4,19 6,16 13,94 
Chinú-Cerromatoso_500kV_2 11,32 4,13 6,09 13,73 
Chinú-Cerromatoso_500kV_3 11,33 4,13 6,09 13,76 
Chinú-Chinú Planta_110kV_1 24,38 24,37 26,44 26,52 
Chinú-Coveñas_110kV_1 14,76 14,14 13,21 13,15 
Chinú-Monteria_220kV_1 15,57 13,88 15,48 15,51 
Chinú-San Marcos_110kV_1 14,35 14,34 13,52 13,61 
Chinú-Since_110kV_1 39,82 39,8 39,69 39,88 
Chinú-Toluviejo_220kV_1 - - 12,58 2,47 
Coveñas-Toluviejo_110kV_1 10,48 13,67 16,85 22,14 
El Carmen-Toluviejo_110kV_1 17,19 17,14 15,98 16,14 
 
2021 - Alternativa 2 2021 2026 
Elemento DH DT DH DT 
La Mojana-San Marcos_110kV_1 14,02 14,02 13,44 13,48 
Magangue-Monpox_110kV_1 38,49 38,47 43,13 43,29 
Magangue-Since_110kV_1 30,22 30,21 34,07 34,21 
Monteria 2 220/110/44kV 150MVA(1) 25,61 25,84 27,81 27,2 
Monteria 220/110/44kV 150MVA(1) 25,61 25,84 27,81 27,2 
Montería-Nueva Montería_110kV_1 34 33,96 36,54 36,62 
Montería-Nueva Montería_110kV_2 32,63 32,6 35,07 35,15 
Monteria-Uraba_220kV_1 12,86 5,2 10,58 3,54 
Nueva Montería-Río Sinú_110kV_1 55,91 62,23 31,95 35,9 
Nueva Montería-Río Sinú_110kV_2 - - 31,95 35,9 
Planeta Rica - T. Buenavista_34.5kV 49,02 49,98 48,31 49,97 
Planeta Rica 50/40/15 MVA 54,75 55,86 53,82 55,71 
Rio Sinu-Tierra Alta_110kV_1 20,12 10,62 16,22 4,85 
T. Buenavista-Buenavista_34.5kV 53,91 54,95 53,19 54,97 
T. Buenavista-Centro Alegre_34.5kV 6,1 6,23 6,1 6,31 
Ternera-Toluviejo_110kV_1 30,72 16,09 22,71 10,91 
Tierra Alta-Urra_110kV_1 33,44 23,89 29,76 18,58 
Toluviejo 1 220/110/13.8kV 150MVA - - 7,16 5,06 
Toluviejo 1 220/110/13.8kV 150MVA(1) - - 7,16 5,06 
Trf. Buenavista 34.5/13.8kV 5MVA 33,92 34,56 35,74 36,92 
Trf. Centro Alegre 34.5/13.8kV 2MVA 42,86 43,71 42,8 44,28 
Uraba-Urra_220kV_1 28,18 19,44 27,34 17,85 
Urra 230/110/13.8kV 90MVA 30,5 21,67 27,16 16,76 
 
Por otro lado, en el análisis de las contingencias N-1 (Tabla 2), en el cual el sistema debe ser capaz 
de transportar en estado estable la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones 
de carga en caso de indisponibilidad de un elemento a la vez, se observa que tanto los perfiles de 
tensión de las subestaciones cercanas al proyecto, como las cargabilidades de los transformadores 
y líneas de transmisión, mantienen valores dentro de los límites permitidos por la regulación, y 
permiten operar la red de manera adecuada ante contingencias. 
 
6.4.4 Comparación entre alternativas 
 
Al comparar los resultados de flujo de carga del caso base con las alternativas de conexión, se 
evidenció que, en condiciones normales de operación, losperfiles de tensión no presentan cambios 
significativos, siendo el mayor cambio inferior al 3,4 %. En cuanto a las cargabilidades de los 
elementos de transmisión, se observa una redistribución de los flujos de potencia desde los centros 
de generación hasta los centros de carga; de igual manera, esta redistribución no impacta 
negativamente la cargabilidad de las líneas de transmisión ni los transformadores ya que, para todos 
los elementos de la zona de influencia, la cargabilidad está por debajo del 100 %, lo cual permite 
operar el sistema adecuadamente. 
En la Tabla 11 y en la Tabla 12 se presenta la diferencia de cargabilidades de los elementos más 
cercanos a las subestaciones de conexión 34,5 kV con el fin de observar la redistribución del flujo 
de potencia en la zona de influencia del proyecto. Los valores negativos hacen referencia a la 
disminución de cargabilidad del elemento, mientras que el valor positivo hace referencia al aumento 
de la cargabilidad del mismo. Estos cambios en las cargabilidades se deben a que la potencia 
generada por el proyecto ocasiona un cambio en los flujos de carga 
 
Tabla 11. Comparación de Cargabilidad [%] entre Alternativas – Demanda Media – Año 2021 
2021 Cargabilidad [%] Diferencia Alt. 0 vs Alt. CNX 
Subestación 
Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 1 Alt. 2 
DH DT DH DT DH DT DH DT DH DT 
Planeta Rica - T. Buenavista_34.5kV 49 49,96 78,71 80,4 49,02 49,98 29,71 30,44 0,02 0,02 
Planeta Rica 50/40/15 MVA 54,74 55,84 84,52 86,31 54,75 55,86 29,76 30.47 0,01 0,02 
Cerromatoso-Planeta Rica_110kV_1 44,32 45,3 57,53 58,9 44,33 45,33 13,21 13.6 0,01 0,03 
Cerromatoso 1 500/110kV 150MVA 46,99 55,62 46,9 57,68 46,98 56,87 -0.09 2.06 -0,01 1,25 
Cerromatoso 110/34.5kV 30MVA 76,6 78,09 76,8 78,26 56,89 58,37 0.2 0.17 -19,71 -19,72 
Tabla 12. Comparación de Cargabilidad [%] entre Alternativas – Demanda Media – Año 2026 
2026 Cargabilidad [%] Diferencia Alt. 0 vs Alt. CNX 
Subestación 
Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 1 Alt. 2 
DH DT DH DT DH DT DH DT DH DT 
Planeta Rica - T. Buenavista_34.5kV 48,3 49,95 83,82 86,97 48,31 49,97 35,52 37,02 0,01 0,02 
Planeta Rica 50/40/15 MVA 53,8 55,69 77,67 80,64 53,82 55,71 23,87 24,95 0,02 0,02 
Cerromatoso-Planeta Rica_110kV_1 42,79 44,48 55,78 58,19 42,8 44,5 12,99 13,71 0,01 0,02 
Cerromatoso 1 500/110kV 150MVA 47,27 54,6 47,19 56,69 47,26 55,84 -0,08 2,09 -0,01 1,24 
Cerromatoso 110/34.5kV 30MVA 81,62 84,39 81,82 84,58 61,85 64,3 0,2 0,19 -19,77 -20,09 
 
 
6.5 Análisis pérdidas 
 
El análisis de pérdidas se estableció a partir de los resultados de las simulaciones realizadas en 
estado estable para el sistema de potencia colombiano considerando los diferentes escenarios para 
la alternativa de conexión propuestas para los diversos periodos de demanda. Las pérdidas serán 
evaluadas para el sistema de transmisión nacional (pérdidas STN), para la red que opera 
Electricaribe (pérdidas STR y SDL) según la opción de cada alternativa. Las pérdidas se 
determinaron con relación al despacho de las plantas, definiendo 75 % del tiempo despacho 
hidráulico y 25 % del tiempo despacho térmico. 
Es importante resaltar que, para el cálculo de las pérdidas eléctricas, tanto del STN, STR, SDL y de 
la conexión, se realizaron simulaciones de flujo de carga en todos los escenarios donde se considera 
el proyecto, considerando que el factor de planta para el cálculo de las pérdidas de la generación 
fotovoltaica Proyecto Solar es de 50 %. De esta forma, se calculan los posibles beneficios o costos 
por reducción o aumento de las pérdidas de manera que estas estén más cercanas a la operación 
real que tendría este tipo de planta en el SIN. 
 
6.5.1 Pérdidas en el STN 
 
Las pérdidas en el STN se analizan para todos aquellos elementos de la red colombiana que tienen 
un nivel de tensión mayor o igual a 220 kV y así determinar si con el proyecto de generación estas 
se ven afectadas. En la Tabla 13 se registran los valores calculados anualmente para las pérdidas 
de energía comparando los resultados obtenidos para las alternativas con el caso sin proyecto. 
 
Tabla 13. Pérdidas de energía en el STN 
Pérdidas STN 
Alt. 2021 2026 
 Pérdidas Energía [MWh/año] Variación [%] Pérdidas Energía [MWh/año] Variación [%] 
Alt 0 437.856,74 - 709.057,21 - 
Alt 1 437.607,63 -0,057 709.330,05 0,038 
Alt 2 437.607,63 -0,057 709.330,05 0,038 
 
Al comparar las dos alternativas de conexión con el caso base se observa que se presenta una leve 
reducción de 0,057 % en las pérdidas del STN en el primer año de estudio para las dos alternativas 
analizadas, lo cual, económicamente, representa un beneficio para el sistema, mientras que en el 
segundo año se presenta un aumento de un 0,038 %. 
 
6.5.2 Pérdidas en el STR 
 
Los resultados de las pérdidas de energía al año en el sistema de transmisión regional, para la red 
que opera Electricaribe, están descritos en la Tabla 14. 
Tabla 14. Pérdidas de energía en el STR 
Pérdidas STR 
Alt. 2021 2026 
 Pérdidas Energía [MWh/año] Variación [%] Pérdidas Energía [MWh/año] Variación [%] 
Alt 0 26.073,78 - 23.072,56 - 
Alt 1 27.354,93 4,68 24.246,95 4,84 
Alt 2 26.073,78 0,00 23.072,56 0,00 
 
Al comparar cualquiera de las alternativas de conexión con el caso base se observa que, para la 
alternativa 1, se presenta un leve incremento de las pérdidas de energía en 4,68 % mientras que con 
la alternativa 2 es de 0 % en el año de entrada en operación del proyecto. De igual forma para el año 
2026 la alternativa 1 presentan un leve aumento de las pérdidas, con respecto al caso base, con 
valores de 4,84 % para la alternativa 1 y de 0 % para la alternativa 2. 
 
6.5.3 Pérdidas en el SDL 
 
Los resultados de las pérdidas de energía al año en el sistema de transmisión regional, para la red 
que opera Electricaribe, están descritos en la Tabla 15. 
Tabla 15. Pérdidas de energía en el SDL 
Pérdidas SDL 
Alt. 2021 2026 
 Pérdidas Energía [MWh/año] Variación [%] Pérdidas Energía [MWh/año] Variación [%] 
Alt 0 3.642 - 3.808 - 
Alt 1 4.840 24,75 5.018 24,11 
Alt 2 2.930 -24,29 3.037 -25,39 
 
 
Al comparar cualquiera de las alternativas de conexión con el caso base se observa que, para la 
alternativa 1, se presenta un leve incremento de las pérdidas de energía en 24,75 % mientras que 
con la alternativa 2 se observa una disminución de las perdidas en 24,29 % en el año de entrada en 
operación del proyecto. De igual forma para el año 2026 la alternativa 1 presentan un aumento de 
las pérdidas en 24,11 %, con respecto al caso base, y una disminución de pérdidas en 25,39 % para 
la alternativa 2. 
 
6.5.4 Pérdidas de Conexión 
 
El análisis de las pérdidas por conexión se realizó considerando la potencia disipada en las líneas 
que conectan el proyecto de generación con el sistema. Estos valores se aprecian a continuación en 
la Tabla 16. 
Tabla 16. Pérdidas de energía en la conexión 
Pérdidas Conexión 
Alt. 
2021 2026 
Pérdidas Energía [MWh/año] Pérdidas Energía [MWh/año] 
Alt 1 95 95 
Alt 2 1.815 1.827 
 
En cuanto a las pérdidas de conexión, las cuales muestran la cantidad de energía anual disipada 
cuyos costos son transferidos al inversionista, evidencia que la alternativa 2, es la que presenta 
mayores valores de energía disipada debido a la longitud de la línea (38 km) haciendo que las 
pérdidas técnicas sean sustancialmente mayores a las que se presentan al conectar el proyecto a la 
subestación incluida en la alternativa 1. 
Teniendo en cuenta la viabilidad del proyecto para el promotor, se considera que la alternativa 1 es 
la mejor opción, ya que el costo de inversión y las pérdidas por conexión son sustancialmente 
mayores en la alternativa 2. 
 
 
6.6 Análisis de Cortocircuito 
 
Para el análisis de cortocircuito, se debe tener en cuenta la simbología descrita en la Tabla 17 para 
poder interpretar los resultados obtenidos. De estos valores, se toma la corriente inicial simétrica decortocircuito (Ikss), tanto monofásico como trifásico, y así medir los niveles de este fenómeno sobre 
el sistema en los años de estudio, y comparar estos resultados con los valores de diseño de cada 
una de las subestaciones. 
Tabla 17. Simbología empleada para el análisis de cortocircuito 
Símbolo Descripción Concepto 
Ikss 
Corriente inicial simétrica de 
corto circuito 
Es el valor eficaz de la corriente simétrica de cortocircuito que perdura una 
vez terminados todos los fenómenos transitorios 
Skss 
Potencia inicial simétrica de 
cortocircuito. 
Es el valor eficaz de la potencia simétrica de cortocircuito que perdura una 
vez terminados todos los fenómenos transitorios 
Ip 
Corriente pico de corto 
circuito. 
Es el máximo valor posible de la corriente simétrica de cortocircuito. 
 
Estos análisis se realizan en un escenario de operación en el cual se consideran todas las fuentes 
de cortocircuito en servicio, es decir, todas las plantas de generación del país en servicio, para así 
determinar los valores máximos de corrientes monofásicas y trifásicas. 
Por tratarse de una planta fotovoltaica, el aporte de corriente de cortocircuito es aproximadamente 
la corriente nominal, ya que este tipo de tecnología carece de rotores o elementos rotatorios que 
puedan llegar aumentar estos niveles de cortocircuito en los puntos de conexión. Sin embargo, los 
inversores utilizados en este tipo de proyectos de generación pueden entregar un valor de corriente 
de cortocircuito; para este proyecto se asume que el aporte es de un máximo del 120 % de la 
corriente nominal. 
Los resultados del análisis se presentan en la Tabla 18 y Tabla 19, en la cuales se muestran los 
niveles de corriente de cortocircuito monofásico y trifásico para los dos años de estudio y para cada 
una de las alternativas analizadas. Debido a que no se conocen las capacidades de interrupción de 
todos los equipos instalados en las subestaciones, se recomienda al propietario realizar las 
verificaciones pertinentes para asegurar que el incremento de los niveles de corriente de cortocircuito 
no supere la capacidad de interrupción de los equipos y comprometa la operación de la red. 
 
Tabla 18. Niveles de cortocircuito monofásico [kA] años 2021 y 2026 
Subestación 
Falla 1F - Ikss [kA] 
2021 2026 
Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 
Bolivar 220kV 25,52 25,52 25,52 27,34 27,34 27,34 
Caucasia 110kV 3,89 3,89 3,89 3,94 3,94 3,94 
Cereté 110kV 3,93 3,93 3,93 3,98 3,98 3,98 
Cerromatoso 110kV 23,57 23,59 23,60 25,51 25,52 25,54 
Cerromatoso 220kV 11,27 11,27 11,27 12,18 12,18 12,18 
Cerromatoso 3.2 110kV 19,61 19,61 19,61 20,87 20,87 20,87 
Cerromatoso 500kV 13,30 13,30 13,30 20,20 20,20 20,21 
Chinú 220kV 10,91 10,91 10,91 13,32 13,32 13,32 
Chinú 110kV 23,04 23,04 23,04 25,88 25,88 25,88 
Chinú 500kV 13,66 13,66 13,66 16,51 16,51 16,51 
Gecelca 3 110kV 15,15 15,16 15,16 15,74 15,74 15,75 
 
Subestación 
Falla 1F - Ikss [kA] 
2021 2026 
Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 
Gecelca 3.2 110kV 18,26 18,26 18,26 18,80 18,80 18,80 
Monteria 220kV 5,94 5,94 5,94 6,21 6,21 6,21 
Montería 110kV 8,42 8,42 8,42 8,69 8,69 8,69 
Nueva Montería 110kV 9,38 9,38 9,38 9,71 9,71 9,71 
Planetarrica 110kV 2,24 2,25 2,24 2,26 2,27 2,26 
Río Sinú 110kV 4,03 4,03 4,03 5,62 5,62 5,62 
Tierra Alta 110kV 2,68 2,68 2,68 2,77 2,77 2,77 
Uraba 220kV 4,70 4,71 4,71 4,79 4,79 4,79 
Ure 110kV 14,71 14,71 14,72 15,44 15,45 15,46 
Urra 220kV 8,79 8,79 8,79 9,03 9,03 9,04 
Urrá 110kV 5,14 5,14 5,14 5,24 5,24 5,24 
Boston 110kV 7,92 7,92 7,92 9,02 9,02 9,02 
Boston Aux 110kV 7,92 7,92 7,92 9,02 9,02 9,02 
Buenavista 13.8kV 1,80 1,97 1,80 1,80 1,97 1,80 
Buenavista 34.5kV 1,27 1,64 1,27 1,27 1,64 1,27 
Centro Alegre 13.8kV 0,98 1,05 0,98 0,98 1,05 0,98 
Centro Alegre 34.5kV 0,56 1,03 0,56 0,56 1,04 0,56 
Cerromatoso 1 34.5kV 4,39 4,39 4,50 4,41 4,41 4,52 
Cerromatoso 34.5kV 3,59 3,59 3,59 3,60 3,60 3,60 
Chinú Aux 110kV 23,04 23,04 23,04 25,88 25,88 25,88 
Chinú CC 110kV 19,05 19,05 19,05 20,94 20,94 20,94 
Coveñas 110kV 3,81 3,81 3,81 4,55 4,55 4,55 
El Carmen 110kV 2,15 2,15 2,15 2,45 2,45 2,45 
La Mojana 110kV 1,30 1,30 1,30 1,31 1,31 1,31 
Magangué 110kV 1,70 1,70 1,70 1,71 1,71 1,71 
Mompox 110kV 1,07 1,07 1,07 1,07 1,07 1,07 
Montelibano 34.5kV 1,68 1,68 1,89 1,68 1,68 1,89 
Planeta Rica 34.5kV 5,03 5,10 5,03 5,05 5,12 5,05 
San Marcos 110kV 1,60 1,60 1,60 1,61 1,61 1,61 
Sierra Flor 110kV 7,14 7,14 7,14 8,97 8,97 8,97 
Since 110kV 2,02 2,02 2,02 2,04 2,04 2,04 
Tolu Viejo 110kV 5,32 5,32 5,32 13,31 13,31 13,31 
Toluviejo 220kV 7,38 7,38 7,38 
 
Tabla 19. Niveles de cortocircuito trifásico [kA] años 2021 y 2026 
Subestación 
Falla 3F - Ikss [kA] 
2021 2021 
Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 
Bolivar 220kV 21,98 21,99 21,99 23,97 23,97 23,97 
Caucasia 110kV 5,64 5,65 5,65 5,80 5,80 5,80 
Cereté 110kV 5,25 5,25 5,25 5,37 5,37 5,37 
Cerromatoso 110kV 18,24 18,27 18,29 19,96 19,99 20,01 
Cerromatoso 220kV 9,79 9,79 9,79 10,61 10,61 10,61 
Cerromatoso 3.2 110kV 19,34 19,34 19,34 20,64 20,64 20,64 
Cerromatoso 500kV 14,12 14,12 14,13 22,45 22,45 22,46 
Chinú 220kV 9,85 9,85 9,85 12,37 12,37 12,37 
Chinú 110kV 18,80 18,80 18,80 21,34 21,34 21,34 
Chinú 500kV 13,65 13,65 13,65 17,57 17,57 17,57 
Gecelca 3 110kV 11,99 12,00 12,01 12,66 12,67 12,67 
Gecelca 3.2 110kV 16,63 16,63 16,63 17,26 17,26 17,26 
 
Subestación 
Falla 3F - Ikss [kA] 
2021 2021 
Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 
Monteria 220kV 5,07 5,07 5,07 5,35 5,35 5,35 
Montería 110kV 6,97 6,97 6,97 7,21 7,21 7,21 
Nueva Montería 110kV 7,32 7,32 7,32 7,58 7,58 7,58 
Planetarrica 110kV 2,54 2,58 2,54 2,56 2,60 2,56 
Río Sinú 110kV 4,88 4,88 4,88 5,96 5,96 5,96 
Tierra Alta 110kV 3,43 3,43 3,43 3,56 3,56 3,56 
Uraba 220kV 4,26 4,26 4,26 4,36 4,36 4,36 
Ure 110kV 14,59 14,60 14,62 15,67 15,68 15,70 
Urra 220kV 7,96 7,96 7,96 8,23 8,23 8,23 
Urrá 110kV 4,49 4,49 4,49 4,60 4,60 4,60 
Boston 110kV 8,98 8,98 8,98 10,82 10,82 10,82 
Boston Aux 110kV 8,98 8,98 8,98 10,82 10,82 10,82 
Buenavista 13.8kV 1,56 1,77 1,56 1,56 1,78 1,56 
Buenavista 34.5kV 1,19 1,62 1,19 1,19 1,63 1,19 
Centro Alegre 13.8kV 0,85 0,95 0,85 0,85 0,95 0,85 
Centro Alegre 34.5kV 0,70 0,97 0,70 0,70 0,97 0,70 
Cerromatoso 1 34.5kV 4,30 4,31 4,45 4,33 4,33 4,48 
Cerromatoso 13.8kV 45,86 45,86 45,86 46,78 46,78 46,78 
Cerromatoso 3 34.5kV 22,17 22,18 22,19 22,92 22,93 22,94 
Cerromatoso 3.2 34.5kV 7,80 7,80 7,80 7,86 7,86 7,86 
Cerromatoso 34.5kV 32,38 32,41 32,43 34,01 34,04 34,05 
Chinú 34.5kV 20,01 20,01 20,01 21,60 21,60 21,60 
Chinú 3 34.5kV 22,90 22,91 22,91 23,98 23,98 23,98 
Chinú Aux 110kV 18,80 18,80 18,80 21,34 21,34 21,34 
Chinú CC 110kV 17,06 17,06 17,07 19,12 19,12 19,12 
Chinú T1 34.5kV 22,77 22,77 22,77 23,84 23,84 23,84 
Chinú T2 34.5kV 22,70 22,70 22,70 23,76 23,76 23,76 
Coveñas 110kV 4,91 4,91 4,91 6,16 6,16 6,16 
El Carmen 110kV 2,02 2,02 2,02 2,33 2,33 2,33 
La Mojana 110kV 1,26 1,26 1,26 1,27 1,27 1,27 
Magangué 110kV 1,87 1,87 1,87 1,89 1,89 1,89 
Mompox 110kV 1,08 1,08 1,08 1,09 1,09 1,09 
Montelibano 34.5kV 2,25 2,25 2,40 2,26 2,26 2,41 
Planeta Rica 13.8kV 7,83 8,03 7,83 7,85 8,05 7,85 
Planeta Rica 34.5kV 4,18 4,32 4,18 4,20 4,34 4,20 
San Marcos 110kV 2,02 2,02 2,02 2,05 2,05 2,05 
Sierra Flor 110kV 7,31 7,31 7,31 9,64 9,64 9,64 
Since 110kV 3,51 3,51 3,51 3,57 3,57 3,57 
Tolu Viejo 110kV 5,99 5,99 5,99 12,09 12,09 12,09 
Toluviejo 1 13.8kV 26,20 26,20 26,20 
Toluviejo 2 13.8kV 26,20 26,20 26,20 
Toluviejo 220kV 7,81 7,81 7,81 
 
De los resultados anteriores se observa que la conexión del parque de generación fotovoltaico no 
aporta niveles de cortocircuito considerables al sistema en ninguna de las alternativas evaluadas. 
En cuanto a la subestación del proyecto fotovoltaico, se obtuvieron los siguientes resultados de 
cortocircuito, los cuales deben ser tenidos en cuenta para los equipos que se instalarán en la 
subestación.Tabla 20. Resultados de cortocircuito para la subestación del parque fotovoltaico 
Subestación Proyecto Solar 34,5 kV - Falla 1F - Ikss [kA] 
2021 2026 
Alt. 1 Alt. 2 Alt. 1 Alt. 2 
1,03 0,87 1,03 0,87 
 
Subestación Proyecto Solar 34,5 kV- Falla 3F - Ikss [kA] 
2021 2026 
Alt. 1 Alt. 2 Alt. 1 Alt. 2 
0,93 0,75 0,93 0,75 
 
Como se puede observar en la Tabla 20, la alternativa 1 es la que presenta un mayor nivel de 
cortocircuito tanto monofásico como trifásico. Por otro lado, estos niveles de cortocircuito son 
medidos en los nodos de alta tensión de la subestación del proyecto, y el diseño de ésta debe tener 
un valor superior al presentado. Se recomienda al promotor del proyecto definir dicha capacidad, y 
al operador de red verificarla en sitio. 
 
6.7 Análisis de estabilidad 
 
En esta sección se presenta el comportamiento de los perfiles de tensión de las barras de la zona 
de influencia del proyecto, la transferencia de potencia por los principales circuitos, el 
comportamiento del ángulo del rotor de las máquinas más relevantes de la zona, y la frecuencia del 
sistema ante las contingencias que se consideran más críticas desde el análisis de estado estable 
(flujo de carga) a través del análisis de estabilidad dinámica. 
Por otro lado, mediante el análisis de estabilidad transitoria, se muestra el comportamiento de los 
inversores del proyecto ante contingencias, donde éste debe aportar corriente reactiva para una 
restauración de los niveles de tensión de las subestaciones cercanas a la conexión del proyecto. 
 
6.7.1 Estabilidad dinámica 
 
El análisis de estabilidad dinámica se realizó para el primer año de estudio (año 2021), considerando 
el escenario de demanda media con ambos despachos, considerando una falla trifásica con apertura 
definitiva sobre las líneas Tabla 21,mientras que para los transformadores, se realiza un evento de 
desconexión (suicheo). 
Tabla 21. Contingencias análisis estabilidad dinámica 
No. Elemento* Tipo Alt. 0 Alt. 1 Alt. 2 
1 Cerromatoso-Gecelca_110kV_1 Línea X X X 
2 Cerromatoso-PorceIII_500kV_1 Línea X X X 
3 Cerromatoso-Primavera_500kV_1 Línea X X X 
4 Chinú-Cerromatoso_500kV_3 Línea X X X 
5 Cerromatoso 2 500/110kV 150MVA Transformador X X X 
6 Cerromatoso 500/220kV 360MVA Transformador X X X 
7 Proyecto Solar 9,9MW_34.5kV Línea - X - 
8 Proyecto Solar 9,9MW_34.5kV Línea X 
 
 
De acuerdo con los resultados obtenidos para las dos alternativas de conexión, se observa que, la 
estabilidad del sistema no se afecta cuando se realizan las contingencias de los elementos 
mencionados ya que, para las variables monitoreadas, se presenta un comportamiento amortiguado 
y dentro de los rangos esperados. La tensión y la frecuencia de los diferentes elementos 
monitoreados permanecen dentro de los límites permitidos por la regulación para cualquiera de las 
alternativas, visualizándose pequeñas variaciones en la forma de onda que tienden a amortiguarse 
rápidamente a través del tiempo. 
Ante la contingencia de los enlaces que conectan el parque de generación al sistema para cada 
alternativa, se evidencia que el sistema tiene la capacidad de soportar la desconexión de 9,9 MW 
sin presentar problemas que impliquen la activación de esquemas de deslastre de carga para 
mantener la frecuencia del sistema en valores seguros para la operación. 
 
 
Figura 2. Estabilidad dinámica del sistema con la planta solar en operación. 
 
 
6.7.2 Estabilidad transitoria 
 
En esta sección se presenta el comportamiento de la red y de los aportes de la planta de generación 
fotovoltaica en caso de presentarse una falla en el sistema. Para llevar a cabo este análisis, se realiza 
una falla trifásica en las subestaciones de interés, y se selecciona el elemento que aporta un mayor 
nivel de potencia de cortocircuito a la subestación. Estos eventos se evalúan con mayores tiempos 
de falla, dependiendo de su nivel de tensión. 
Como variables, se monitorearon la tensión en la subestación de conexión de la central y en 
terminales de los inversores y las corrientes activas y reactivas inyectadas por estos mismos. El 
análisis de estabilidad se realizó para el primer año de estudio, 2021, considerando los escenarios 
de operación de demanda media con despacho hidráulico y térmico. 
La caída de tensión es ocasionada con el fin de probar la función de Low Voltage Ride Through 
(LVRT) de los inversores del parque de generación fotovoltaico, verificando que el tiempo de 
restablecimiento de los niveles de tensión no excedan los límites establecidos, lo cual comprometería 
la confiabilidad de la planta. Adicionalmente, se simulan los eventos sin y con la operación de los 
inversores, con el fin de comparar los niveles de tensión de la subestación de conexión, para evaluar 
los efectos de la inyección de corriente reactiva de los inversores. 
Teniendo en cuenta lo mencionado anteriormente, los elementos que más aportan potencia de 
cortocircuito en cada una de las subestaciones analizadas, para cada alternativa, se presentan en la 
Tabla 22. 
Tabla 22. Eventos Estabilidad Transitoria 
No. Elemento Tiempo de Despeje de Falla [ms] Alt. 1 Alt. 2 
1 Línea Cerromatoso – Porce III 500kV 100 X 
2 Línea Cerromatoso-Gecelca_110kV 100 X 
 
De la totalidad de simulaciones ejecutadas para estos eventos se observa que el desempeño de los 
inversores es adecuado, pues inyectan potencia reactiva durante las caídas de tensión generadas 
por el evento de cortocircuito simulado y tiene tiempos de respuesta menores a 50 ms. En todos los 
casos se observó que la estabilidad del sistema no se ve afectada cuando se realiza una falla en las 
cercanías de la subestación de conexión, ya que se presenta una recuperación rápida y amortiguada 
del nivel de tensión, después del despeje de falla. Se puede observar, además, que la tensión en 
terminales de los inversores permanece dentro de los límites de las funciones de HVRT y LVRT. 
Por otro lado, se observa que al considerar en operación el inversor del Proyecto Solar 9,9 MW 
durante la falla, la tensión en la subestación de conexión analizada, según cada alternativa, presenta 
un valor superior a comparación del caso en el cual no se considera en operación el inversor. Este 
comportamiento demuestra la participación activa del inversor en la recuperación del sistema durante 
fallas que puedan afectar la operación del sistema de potencia. 
 
 
Figura 3. Estabilidad transitoria del proyecto solar 
 
7 ANÁLISIS ECONÓMICO 
 
Considerando 25 años como periodo de retorno de las inversiones, se procede a valorar 
económicamente la conexión de las alternativas 1 y 2, indicando los costos y beneficios que cada 
una aporta al sistema. 
7.1 Costos de inversión 
 
Los costos de inversión se realizaron separando los activos de conexión, que debe asumir el 
promotor del proyecto, y activos de uso, que se remuneran mediante cargos por uso a los operadores 
de red. La Tabla 23 presenta el resumen de los costos de inversión de implementar las alternativas, 
así como los costos por AOM y ANE. 
Tabla 23. Resumen de Costos de Inversión 
Alternativa 
Conexión - MCOP Oct19 USO - MCOP Oct19 
Valor Instalado ANE AOM Valor Instalado ANE AOM 
Alt 1 $2.072,00 $42,00 $42,00 $156,00 $4,00 $4,00 
Alt 2 $6.650,00 $133,00 $133,00 $128,00 $3,00 $3,00 
 
 
7.2 Valoración económica de las pérdidas 
 
Para la valoración económica, las pérdidas se convierten a energía (MWh/año) considerando los 
períodos de duración de la demanda máxima, media y mínima, y posteriormente se valoran con el 
precio promedio del cargo G para el STN y para la conexión, y cargo G + T para el STR y SDL. 
Se consideran constantes los costos o beneficios por aumento o reducción de pérdidas entre los 
años de evaluación, así, por ejemplo, entre el año 2022 hasta el año 2026 se consideran constantes 
los costos o beneficios por aumento o reducción de pérdidas siendo iguales alas determinadas en 
el modelo para el primer año (2021). Luego el valor determinado para el año 2026 se considera 
desde el año 2027 constante hasta el año 2046, tiempo en el cual se cumple el período de evaluación 
de los 25 años para el retorno de la inversión. 
La valoración de las pérdidas en el STN, SDL y el STR se realiza con relación al diferencial de 
energía con respecto al caso sin proyecto; de esta forma se observa cuánto disminuyen o aumentan 
con el ingreso de la obra, mientras que el costo de las pérdidas de la conexión, se reporta 
considerando que es el promotor quien las asume. Estos valores son registrados en la Tabla 24, 
Tabla 25, Tabla 26 y Tabla 27 para cada caso analizado. 
Tabla 24. Valoración económica de las pérdidas en el STN – MCOP 
Pérdidas STN 
Alt. 
2021 2026 
Diferencia (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Nov19) Diferencia (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Nov19) 
Alt 1 -249,11 47,51 272,84 -52,03 
Alt 2 -249,11 47,51 272,84 -52,03 
*Los valores positivos en la columna Diferencia se asumen como incremento de las pérdidas 
**Los valores negativos en la columna costos, representan costos para el sistema. 
Tabla 25. Valoración económica de las pérdidas en el STR – MCOP 
Pérdidas STR 
Alt. 
2021 2026 
Diferencia (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Nov19) Diferencia (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Nov19) 
Alt 1 1.255,76 -281,75 1.191,95 -267,43 
Alt 2 -0,22 0,05 -1,65 0,37 
*Los valores positivos en la columna Diferencia se asumen como incremento de las pérdidas 
**Los valores negativos en la columna costos, representan costos para el sistema. 
 
Tabla 26. Valoración económica de las pérdidas en el SDL – MCOP 
Pérdidas SDL 
Alt. 
2021 2026 
Diferencia (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Jun19) Diferencia (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Jun19) 
Alt 1 1.255,76 -350,90 1.191,95 -333,06 
Alt 2 -0,22 0,06 -1,65 0,46 
*Los valores positivos en la columna Diferencia se asumen como incremento de las pérdidas 
**Los valores negativos en la columna costos, representan costos para el sistema. 
 
 
Tabla 27. Valoración económica de las pérdidas de la Conexión– MCOP 
Pérdidas CNX 
Alt. 
2021 2026 
Pérdidas (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Jun19) Pérdidas (MWh/Año) Costo Anual MCOP (Jun19) 
Alt 1 94,90 -18,10 94,90 -18,10 
Alt 2 1.814,96 -346,12 1.826,83 -348,39 
*Los valores negativos se asumen como costos para el promotor. 
 
7.3 Análisis energético, reducción de costos por operación 
 
A partir del análisis de despacho de energía diario, para cada uno de sus períodos, se evalúa la 
posibilidad de que la potencia que podría despachar el proyecto del nuevo parque fotovoltaico en el 
sistema nacional, pueda desplazar alguna planta de generación que estaría definiendo el costo 
marginal para determinado período. En la Figura 4 se observa un caso típico del despacho debido al 
ingreso de un proyecto, con el fin de obtener el costo marginal menor para el país, lográndose así 
un ahorro al tener un menor precio al cual debe pagarse la energía a las empresas generadoras para 
cada período del día. 
 
 
Figura 4. Formación del precio en la bolsa (Fuente: XM) 
Como aspectos metodológicos se desarrolló el análisis del posible desplazamiento de las plantas 
que determinaron el precio marginal del despacho para los años 2019 a 2029 (8.760 horas por año) 
y se calculó el ahorro para el país en el caso de desplazamiento de dichas plantas como la diferencia 
promedio de los costos marginales, multiplicada por la energía transada en bolsa en esa hora del 
día. Los beneficios calculados se consideran constantes durante todo el horizonte. 
Para efectuar este análisis se emplea la información de las compras en bolsa nacional, los precios 
de bolsa, la potencia despachada y los precios de oferta de cada una de las plantas del sistema para 
las horas de todos los días del año. Los valores anuales calculados son descritos en la Tabla 28 
considerando para el modelo una TRM ($COP/USD) de $3.433,31 y un factor de planta del 20%. 
 
Tabla 28. Beneficios de la generación fotovoltaica Proyecto Solar 9,9 MW 
Beneficios [MCOP] 
Mensual 457,43 
Anual 5.489,12 
VPN 45.039,56 
 
7.4 Flujo de caja e indicadores económicos 
 
En esta sección se verifica el flujo de caja teniendo en cuenta todos los costos asociados a la 
conexión del proyecto de generación Proyecto Solar. 
 
7.4.1 Flujo de caja y relación B/C país 
 
Se realiza el flujo de caja teniendo en cuenta los costos de inversión y los costos por administración, 
operación y mantenimiento (AOM). Se consideran adicionalmente los costos por incremento de las 
pérdidas y los beneficios derivados de la operación del sistema por la entrada en operación de un 
nuevo recurso energético. Con ellos, se calculan los flujos de caja descontados anualmente. 
Posteriormente, se trae a valor presente neto la suma de todos los costos y beneficios y se calcula 
la relación beneficio/costo (B/C) para el país. Esta información se consigna en la Tabla 29. 
Tabla 29. Resumen de flujos de caja País 
Alt 
VPN (MCOP Oct 19 ) 
Relación B/C 
Inversión Uso AOM Uso Pérdidas STN Pérdidas STR Pérdidas SDL Operación 
1 -160,00 -31,81 -53,22 -2.178,85 -2.713,56 43.770,40 8,50 
2 -131,00 -23,86 -53,22 1,79 2,23 43.770,40 210,40 
*Los valores negativos representan costos y los positivos beneficios 
Como se puede observar en la Tabla 29, para ambas alternativas se obtiene una relación B/C país 
superior a 1,0; lo que significa que los costos en que incurriría el país, se pagan con los beneficios 
que genera la conexión del proyecto. 
 
7.4.2 Flujo de caja para el inversionista 
 
Se procede a realizar una evaluación del proyecto desde el punto de vista del promotor, para lo cual 
se verifica el flujo de caja teniendo en cuenta todos los costos generados por activos de conexión 
(inversión, AOM) más las pérdidas en la misma. Posteriormente, se trae a valor presente neto la 
suma de todos estos costos y se comparan. En la Tabla 30 se consigna la información relacionada. 
Tabla 30. Resumen de flujos caja inversionista 
Alt. 
 VPN (MCOP Oct19) 
Total 
Inversión AOM Pérdidas 
1 -2.114,00 -344,62 -148,50 -2.607,12 
2 -6.783,00 -1.091,30 -2.850,31 -10.724,60 
 *Los valores negativos representan costos para el promotor 
Los costos de inversión se estiman por medio de las unidades constructivas que luego de 
proyectarlas a 25 años, resulta el valor total descrito en la Tabla 30, evidenciando que la conexión 
 
del proyecto mediante la alternativa 1 presenta la menor inversión para el promotor; esto debido a la 
longitud de la línea al punto de conexión, que impacta directamente en el costo de los activos. Por 
este motivo es que se toma la alternativa 1, como la opción más viable para el promotor, teniendo 
en cuenta que la relación B/C país es superior a 1 (8,50). 
 
 
 
 
8 CONCLUSIONES 
 
Flujo de Carga 
Las simulaciones de flujo de carga mostraron que se cumple con los límites permitidos por la 
regulación, en condiciones normales de operación. Esto sucede para ambos años de estudio y tanto 
para la red sin proyecto como para la red con las alternativas de conexión evaluadas, demostrándose 
la robustez de la red y su capacidad para exportar potencia generada adicional en el área. 
En el análisis de contingencias N-1, se observa que para el caso base se presenta una sobrecarga 
en uno de los transformadores Cerromatoso 500/110kV 150MVA, en el escenario de demanda 
máxima con despacho hidráulico, esta condición se presenta ante la contingencia de alguno de los 
transformadores mencionados anteriormente. También se observa que para el caso base se 
presenta baja tensión en la subestación Mompox 110 kV, en el escenario de demanda máxima con 
despacho hidráulico y en el escenario de demanda máxima con despacho térmico, esta condición 
se presenta ante la contingencia del transformador Cerromatoso 500/220kV y Chinú 500/220/34_5kV 
450M, El OR es conocedor de las bajas tensiones en la subestación Mompox 110